akty prawne do isap-u · w układy pomiarowo-rozliczeniowe, celem zasilania w szczególności...

DZIENNIK USTAW RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ

Warszawa, dnia 15 marca 2019 r.

Poz. 503

ROZPORZĄDZENIE

MINISTRA ENERGII1)

z dnia 6 marca 2019 r.

w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną

Na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2018 r. poz. 755,

z późn. zm.2)

) zarządza się, co następuje:

Rozdział 1

Przepisy ogólne

§ 1. Rozporządzenie określa szczegółowe zasady:

1) kształtowania taryf dla energii elektrycznej;

2) kalkulacji cen i stawek opłat;

3) rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi.

§ 2. Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają:

1) grupa przyłączeniowa – grupę podmiotów, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci, sklasyfiko-

waną w następujący sposób:

a) grupa I – podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu zna-

mionowym wyższym niż 110 kV,

b) grupa II – podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu zna-

mionowym 110 kV,

c) grupa III – podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu zna-

mionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110 kV,

d) grupa IV – podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu zna-

mionowym nie wyższym niż 1 kV oraz o mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie znamionowym

zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A,

e) grupa V – podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu zna-

mionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym

zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A,

f) grupa VI – podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłą-

cze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty, których

urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok;

1) Minister Energii kieruje działem administracji rządowej – energia, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Mini-

strów z dnia 13 grudnia 2017 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Energii (Dz. U. poz. 2314). 2) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2018 r. poz. 650, 685, 771, 1000, 1356, 1629, 1637

i 2348 oraz z 2019 r. poz. 42, 125 i 492.

Dziennik Ustaw – 2 – Poz. 503

2) grupa taryfowa – grupę odbiorców kupujących energię elektryczną lub korzystających z usługi przesyłania lub dys-

trybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowej, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat

i warunków ich stosowania;

3) miejsce dostarczania energii elektrycznej – punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza ener-

gię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dys-

trybucji energii elektrycznej, albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej, będący

jednocześnie miejscem odbioru tej energii;

4) miejsce przyłączenia – punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią;

5) moc przyłączeniowa – moc czynną planowaną do pobierania lub wprowadzania do sieci, określoną w umowie o przy-

łączenie do sieci jako wartość maksymalną wyznaczaną w ciągu każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich

wartości tej mocy w okresach 15-minutowych, służącą do zaprojektowania przyłącza;

6) moc umowna – moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną w:

a) umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprzedaży energii elek-

trycznej albo umowie kompleksowej jako wartość nie mniejszą niż wyznaczoną jako wartość maksymalną ze

średniej wartości mocy w okresie 15 minut, z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę

układu zasilania odbiorcy, albo

b) umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zawieranej między operatorem systemu przesyło-

wego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającym co

najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią

z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjne-

go elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, wyznaczoną na podstawie

wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, albo

c) umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zawieranej między operatorami systemu dystrybu-

cyjnego elektroenergetycznego posiadającymi co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycz-

nej połączone siecią tego operatora, jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobiera-

nych w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych, wyznaczoną na podstawie wskazań

układów pomiarowo-rozliczeniowych;

7) okres regulacji – okres, na jaki zostały ustalone wartości współczynników korekcyjnych, o których mowa w § 21;

8) przyłącze – odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, o wymaganej

przez niego mocy przyłączeniowej, z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz

podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;

9) rezerwa mocy – możliwą do wykorzystania w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do wytwarzania ener-

gii elektrycznej i dostarczania jej do sieci;

10) sieciowe miejsce dostarczania energii elektrycznej – miejsce dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej

operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, z którego jest zasilana sieć dystrybucyjna 110 kV pracująca

trwale lub okresowo w układach pierścieniowych;

11) układ pomiarowo-rozliczeniowy – liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczeniowe, w szczególności

liczniki energii czynnej, liczniki energii biernej oraz przekładniki prądowe i napięciowe, a także układy połączeń

między nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię;

12) usługi systemowe – usługi świadczone na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego niezbędne do

zapewnienia przez tego operatora prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, niezawodności jego

pracy i utrzymywania parametrów jakościowych energii elektrycznej.

Rozdział 2

Szczegółowe zasady kształtowania taryf

§ 3. Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający:

1) pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energe-

tyczne, zwanej dalej „ustawą”;

2) eliminowanie subsydiowania skrośnego.


§ 4. 1. Taryfa, odpowiednio do zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej,

określa:

1) grupy taryfowe i szczegółowe kryteria kwalifikowania odbiorców do tych grup;

2) rodzaje oraz wysokość cen lub stawek opłat dla poszczególnych grup taryfowych, a także warunki ich stosowania;

3) sposób ustalania:

a) bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi

odbiorców,

b) opłat za:

– przyłączenie do sieci,

– usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy,

– nielegalny pobór energii elektrycznej,

– ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej,

– wznowienie dostarczania energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania nastąpiło z przyczyn, o których

mowa w art. 6b ust. 1, 2 i 4 ustawy.

2. Określone w taryfie ceny lub stawki opłat dla poszczególnych grup taryfowych różnicuje się odpowiednio do kosz-

tów uzasadnionych wykonywanej działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w energię elektryczną.

3. Taryfę kształtuje się w taki sposób, aby odbiorca mógł na jej podstawie obliczyć należność odpowiadającą zakre-

sowi usług związanych z zaopatrzeniem w energię elektryczną, określonemu w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo

w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej.

§ 5. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elek-

trycznej zawiera w taryfie:

1) ceny energii elektrycznej;

2) stawki opłat za rezerwy mocy;

3) stawki opłat za usługi systemowe;

4) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jako-

ściowych obsługi odbiorców;

5) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania energii elektrycznej

zawiera w taryfie:

1) stawki opłat za świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami opłat przesyłowych”;

2) sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci;

3) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakoś-

ciowych obsługi odbiorców;

4) sposób ustalania opłat za:

a) ponadumowny pobór energii biernej,

b) przekroczenia mocy umownej,

c) nielegalny pobór energii elektrycznej.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej

zawiera w taryfie:

1) stawki opłat za przyłączenie do sieci lub sposób ustalania tych opłat;

2) stawki opłat za świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami opłat dystrybucyjnych”;

3) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakoś-

ciowych obsługi odbiorców;


4) sposób ustalania opłat za:

a) ponadumowny pobór energii biernej,

b) przekroczenia mocy umownej,

c) usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy,

d) nielegalny pobór energii elektrycznej.

4. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną zawiera

w taryfie:

1) ceny energii elektrycznej;

2) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców.

§ 6. 1. Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w zależności od poziomu kosztów uzasadnionych, po-

noszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne za dostarczanie energii elektrycznej do tych odbiorców, na podstawie

następujących kryteriów:

1) poziomu napięcia sieci w miejscu dostarczania energii elektrycznej;

2) wartości mocy umownej;

3) systemu rozliczeń;

4) liczby rozliczeniowych stref czasowych;

5) zużycia energii elektrycznej na potrzeby gospodarstw domowych.

2. Ceny lub stawki opłat, o których mowa w § 5, mogą być różnicowane dla poszczególnych grup taryfowych

z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe. Taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób

podziału doby na strefy czasowe.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne może utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci, nie-

zależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, których instalacje, za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone

w układy pomiarowo-rozliczeniowe, celem zasilania w szczególności silników syren alarmowych, stacji ochrony katodo-

wej gazociągów oraz oświetlania reklam, a także w przypadku krótkotrwałego poboru energii elektrycznej trwającego nie

dłużej niż rok.


tworzy odrębną grupę taryfową dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych,

w celu stymulowania tych odbiorców do zużywania większej ilości energii elektrycznej w godzinach od 22.00 do 6.00.

5. W grupie taryfowej, o której mowa w ust. 4, obowiązują stawki opłat w wysokości jak w grupie taryfowej dla od-

biorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem za usługi

dystrybucji energii elektrycznej, z zastrzeżeniem ust. 6–10.

6. W godzinach od 22.00 do 6.00 przedsiębiorstwo energetyczne w pierwszym roku od zakwalifikowania odbiorcy do

grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4, stosuje składnik zmienny stawki sieciowej w wysokości do 30% składnika zmien-

nego stawki sieciowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domo-

wych z jednostrefowym rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej. Obniżony składnik zmienny stawki siecio-

wej obowiązuje w odniesieniu do ilości energii elektrycznej, przewyższającej ilość energii elektrycznej zużytej w analo-

gicznym okresie rozliczeniowym poprzedzającego roku.

7. Dla nowego miejsca dostarczania energii elektrycznej dla odbiorcy z grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4, któ-

remu przedsiębiorstwo energetyczne nie świadczyło usługi dystrybucji dłużej niż rok, przyjmuje się, że zużycie energii

elektrycznej, o którym mowa w ust. 6, wynosiło 0 kWh.

8. W kolejnych latach od zakwalifikowania odbiorcy do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4, do rozliczenia opła-

ty sieciowej zmiennej w poszczególnych okresach przyjmuje się ilość zużycia energii elektrycznej taką jak w analogicznym

okresie rozliczeniowym roku poprzedzającego pierwszy rok zakwalifikowania odbiorcy do grupy taryfowej, o której mowa

w ust. 4.

9. Dla odbiorców, o których mowa w ust. 7 i 8, w godzinach od 22.00 do 6.00 przedsiębiorstwo energetyczne stosuje

składnik zmienny stawki sieciowej w wysokości do 30% składnika zmiennego stawki sieciowej grupy taryfowej dla od-

biorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem za energię

elektryczną. Obniżony składnik zmienny stawki sieciowej obowiązuje w odniesieniu do ilości energii elektrycznej prze-

wyższającej ilość energii elektrycznej zużytej w analogicznym okresie roku poprzedzającego pierwszy rok zakwalifikowa-

nia odbiorcy do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4.


10. W grupie taryfowej, o której mowa w ust. 4, składnik stały stawki sieciowej ustala się w wysokości dwukrotności

składnika stałego stawki sieciowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospo-

darstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej.


może utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby drogowego elek-

trycznego transportu publicznego, w celu rozwoju tego transportu.

§ 7. 1. Odbiorca, który:

1) pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych w sieci o różnych poziomach

napięć – jest zaliczany do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc,

2) pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych w sieci o jednakowych po-

ziomach napięć – może być zaliczony do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc, z zastrzeżeniem pkt 3,

3) pobiera energię elektryczną w celu zasilania jednego zespołu urządzeń z więcej niż jednego miejsca dostarczania energii

elektrycznej na tym samym poziomie napięcia – wybiera grupę taryfową jednakową dla wszystkich miejsc dostarczania

– zgodnie z kryteriami podziału odbiorców na grupy taryfowe przyjętymi w danym przedsiębiorstwie energetycznym.

2. Odbiorca, który ze względu na przyjęty w przedsiębiorstwie energetycznym podział odbiorców na grupy taryfowe,

dokonany na podstawie kryteriów, o których mowa w § 6 ust. 1, może być dla danego miejsca dostarczania energii elek-

trycznej zaliczony do więcej niż jednej grupy taryfowej, wybiera jedną spośród tych grup.

3. Odbiorca, o którym mowa w ust. 2, może wystąpić do przedsiębiorstwa energetycznego o zmianę grupy taryfowej

nie częściej niż raz na 12 miesięcy, a w przypadku zmiany stawek opłat – w okresie 60 dni od dnia wejścia w życie nowej

taryfy. Warunki zmiany grupy taryfowej określa umowa sprzedaży energii elektrycznej albo umowa o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo umowa kompleksowa.

Rozdział 3

Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat

§ 8. Ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie kalkuluje się na okres 12 miesięcy kalendarzowych.

§ 9. Koszty uzasadnione uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa w § 8, dla wykonywanej

działalności gospodarczej w zakresie:

1) wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej – stanowią planowane, dla danego roku, koszty uzasad-

nione przedsiębiorstwa energetycznego, uwzględniające uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykony-

waną działalność gospodarczą;

2) obrotu energią elektryczną – stanowią planowane dla danego roku koszty uzasadnione, o których mowa w § 20.

§ 10. 1. Koszty, o których mowa w § 9, ustala się:

1) zgodnie z art. 44 i art. 45 ustawy oraz zasadami ewidencji kosztów określonymi w przepisach o rachunkowości;

2) na podstawie planowanych, dla każdego roku okresu regulacji, ilości energii elektrycznej przewidywanych do sprzedaży,

wytworzenia, przesłania lub dystrybucji, a także wielkości mocy umownej.

2. Podstawą oceny:

1) kosztów, o których mowa w ust. 1, są porównywalne koszty poniesione przez przedsiębiorstwo energetyczne w roku

kalendarzowym poprzedzającym rok ustalania taryfy, określone na podstawie sprawozdań finansowych dla poszcze-

gólnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, zgodnie z art. 44 ust. 2 ustawy;

2) ilości, o których mowa w ust. 1 pkt 2, są ilości wynikające z poprzednich okresów.

3. Podstawą oceny kosztów, o których mowa w ust. 1, mogą być porównywalne koszty wykonywania działalności go-

spodarczej w przedsiębiorstwach energetycznych wykonujących tego samego rodzaju działalność gospodarczą o zbliżonych

warunkach jej wykonywania.

§ 11. 1. Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne dzia-

łalności gospodarczej oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup taryfowych dzieli się na poszczególne rodzaje

wykonywanej działalności gospodarczej i na poszczególne grupy taryfowe, a także w odniesieniu do poszczególnych ro-

dzajów cen i stawek opłat, zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów. Przyjęta metoda podziału

kosztów powinna zapewnić podział kosztów odpowiadających zaangażowaniu zasobów przedsiębiorstwa w zaopatrzenie

w energię elektryczną odbiorców z poszczególnych grup taryfowych.


2. Metoda podziału kosztów, zasady ewidencji kosztów oraz podział odbiorców na grupy taryfowe nie mogą ulec

zmianie w okresie regulacji.

§ 12. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej kalkuluje ustalone w taryfie:

1) ceny energii elektrycznej – na podstawie sumy jednostkowych kosztów stałych i zmiennych, ustalonych w sposób

określony w ust. 3 i 4 [w zł/MWh lub zł/kWh];

2) stawki opłat za rezerwy mocy – na podstawie jednostkowych kosztów stałych ustalonych w sposób określony

w ust. 3 [w zł/MW/h lub zł/kW/h];

3) stawki opłat za usługi systemowe – na podstawie kosztów uzasadnionych stałych i zmiennych świadczenia tych usług,

wynikających ze zwiększenia kosztów ponad koszty wytwarzania energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1 i 2.

2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 3, mogą być kalkulowane z podziałem na:

1) składnik stały – za utrzymanie gotowości do świadczenia poszczególnych rodzajów usług systemowych, wyrażony

w zł/h lub zł/miesiąc, lub w zł/MW/h, lub zł/kW/h, lub zł/MW/miesiąc, lub zł/kW/miesiąc;

2) składnik zmienny – za świadczenie usług systemowych, wyrażony w zł/MWh lub zł/kWh.

3. Jednostkowe koszty stałe, oznaczone symbolem „kjs”, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Ksp – koszty stałe planowane, dla każdego roku okresu regulacji, ustalone dla jednostki wytwórczej lub grup ta-

kich jednostek, z wyłączeniem kosztów, o których mowa w ust. 4 [w zł],

Pdwi – moc dyspozycyjną planowaną na każdą godzinę dla danej jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek,

wykorzystaną do produkcji energii elektrycznej, planowaną do sprzedaży w każdym roku okresu regulacji

[w MW/h lub kW/h],

Pdri – moc dyspozycyjną jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, planowaną do sprzedaży jako rezerwa

mocy w poszczególnych godzinach, w każdym roku okresu regulacji [w MW/h lub kW/h],

n – liczbę godzin, planowaną dla mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem „Pdwi”, albo dla mocy dyspozy-

cyjnej, oznaczonej symbolem „Pdri”, w każdym roku okresu regulacji.

4. Jednostkowe koszty zmienne [w zł/MWh lub zł/kWh], oznaczone symbolem „kjz”, oblicza się według wzoru:


Kzp – koszty paliwa łącznie z kosztami jego transportu i składowania, planowanego do zużycia w każdym roku

okresu regulacji, dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek [w zł],

Kze – koszty opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska oraz składowanie odpadów paleniskowych, plano-

wane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w każdym roku okresu regulacji [w zł],

Kzw – pozostałe koszty zmienne, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w każdym roku

okresu regulacji [w zł],

Ejw – ilość energii elektrycznej, planowaną do sprzedaży, wytworzoną przez jednostkę wytwórczą lub grupę ta-

kich jednostek, w każdym roku okresu regulacji [w MWh lub kWh].

§ 13. 1. Opłaty za przyłączenie do sieci ustala się dla podmiotów zakwalifikowanych do grupy przyłączeniowej:

1) I, II, III oraz VI – przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, z wyłączeniem przyłączenia

źródeł i sieci – na podstawie jednej czwartej rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia;

2) IV i V oraz VI – przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, z wyłączeniem przyłączenia

źródeł i sieci – na podstawie stawek opłat kalkulowanych na zasadach określonych w art. 7 ust. 8 pkt 2 ustawy oraz

w zależności od rodzaju stawki odpowiednio do wielkości mocy przyłączeniowej, długości odcinka sieci służącego do

przyłączenia lub rodzaju tego odcinka (napowietrzny lub kablowy).

∑∑==

+=

n

1i

dri

n

1i

dwi

sp

js

PP

Kk

jw

zwzezp

jzE

KKKk

++=


2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 2, dla przyłącza kablowego uwzględniają koszty zakupu i montażu:

1) złącza kablowego wraz z jego obudową i wyposażeniem;

2) układu pomiarowo-rozliczeniowego i zabezpieczenia przedlicznikowego wraz z ich obudową i wyposażeniem do ich

montażu.

3. W zależności od przyjętego rozwiązania technicznego przez obudowę, o której mowa w ust. 2, rozumie się szafkę

złączowo-pomiarową zintegrowaną lub modułową wspólną dla złącza i układu pomiarowo-rozliczeniowego lub odpowia-

dające jej funkcjonalnie oddzielne szafki złączowe i pomiarowe lub szafki pomiarowe.

4. Przepisu ust. 2 pkt 2 nie stosuje się do przyłączy kablowych w budynkach wielolokalowych oraz innych zespołach

obiektów, w których lokalizacja układów pomiarowo-rozliczeniowych nie pokrywa się z lokalizacją złączy kablowych.

5. W nakładach, o których mowa w art. 7 ust. 8 ustawy, uwzględnia się wydatki ponoszone na wykonanie prac projek-

towych i geodezyjnych, uzgadnianie dokumentacji, uzyskanie pozwoleń na budowę, zakup materiałów do budowy odcin-

ków sieci służących do przyłączenia podmiotów do sieci z uwzględnieniem długości tych odcinków, roboty budowlano-

-montażowe wraz z nadzorem, wykonanie niezbędnych prób, koszty sporządzenia ekspertyzy wpływu przyłączanych urzą-

dzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, a także koszty uzyskania praw do nieruchomości oraz zajęcia terenu,

niezbędne do budowy lub eksploatacji urządzeń.

6. Przyłączany podmiot może wybrać rodzaj przyłącza – kablowe lub napowietrzne, o ile wykonanie takiego przyłą-

cza jest możliwe ze względów technicznych.

7. W przypadku obiektów wymagających wielostronnego układu zasilania, z wyjątkiem zasilania rezerwowego, opłatę

za przyłączenie ustala się w sposób określony w ust. 1–5. W przypadku zasilania rezerwowego opłatę za przyłączenie

ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów.

8. Za zwiększenie mocy przyłączeniowej, dokonywanej na wniosek danego podmiotu zakwalifikowanego do:

1) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 – pobiera się opłatę ustalaną stosownie do ust. 1 pkt 1;

2) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2 – pobiera się opłatę stanowiącą iloczyn stawki opłaty ustalonej

w taryfie i przyrostu mocy przyłączeniowej.

9. Za wymianę lub przebudowę przyłącza bez zwiększenia mocy przyłączeniowej, dokonywaną na wniosek przyłą-

czonego podmiotu, opłatę ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów z tym związanych.

10. Za wymianę lub przebudowę przyłącza związaną ze zwiększeniem mocy przyłączeniowej, dokonywaną na wnio-

sek przyłączonego podmiotu zakwalifikowanego do:

1) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 – pobiera się opłatę stanowiącą sumę rzeczywistych nakładów

poniesionych na wymianę lub przebudowę przyłącza ustalonych dla dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej

oraz opłaty za przyrost mocy przyłączeniowej stosownie do ust. 1 pkt 1;

2) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2 – pobiera się opłatę obliczoną jako sumę rzeczywistych nakła-

dów poniesionych na wymianę lub przebudowę przyłącza ustalonych dla dotychczasowej wielkości mocy przyłącze-

niowej i opłaty za przyrost mocy wynikającej z iloczynu stawki opłaty ustalonej w taryfie, zależnej od rodzaju przyłą-

cza (napowietrzne lub kablowe) i przyrostu mocy przyłączeniowej.

§ 14. 1. Stawki opłat przesyłowych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z:

1) przesyłania energii elektrycznej;

2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;

3) prowadzenia rozliczeń z tytułu wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym

a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami Unii Europejskiej.

2. Stawki opłat przesyłowych:

1) o których mowa w ust. 1 pkt 2, zwane dalej „stawkami jakościowymi”,

2) o których mowa w ust. 1 pkt 3, zwane dalej „stawkami rynkowymi”

– kalkuluje się jako jednoskładnikowe.

3. Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z:

1) dystrybucji energii elektrycznej;

2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;

3) odczytywania wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich bieżącej kontroli.


4. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 3 pkt 2, kalkuluje się jako jednoskładnikowe, na podstawie

kosztów zakupu usług przesyłania energii elektrycznej od operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w części

dotyczącej korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego.

5. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 3 pkt 3, zwane dalej „stawkami abonamentowymi”, kalkuluje

się jako jednoskładnikowe.

6. Stawki abonamentowe są różnicowane ze względu na długość okresu rozliczeniowego.

7. Stawki opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 3 pkt 1, zwane dalej „staw-

kami sieciowymi”, kalkuluje się jako dwuskładnikowe z podziałem na składnik:

1) stały stawki sieciowej – obliczany na jednostkę mocy umownej, a dla odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie

domowym – obliczany w odniesieniu do układu pomiarowo-rozliczeniowego;

2) zmienny stawki sieciowej – obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobieranej z sieci w miejscu jej dostarczania.

8. W przypadku operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, posiadającego co najmniej dwa sieciowe

miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, w odniesieniu do tych miejsc, jako energię elek-

tryczną pobraną, o której mowa w ust. 7 pkt 2, przyjmowaną do kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika

zmiennego stawki sieciowej za świadczone usługi przesyłania energii elektrycznej, przyjmuje się nadwyżkę wynikającą

z różnicy między ilością energii elektrycznej pobranej a ilością energii elektrycznej oddanej przez operatora systemu dys-

trybucyjnego elektroenergetycznego, w danym miejscu jej dostarczania.

§ 15. 1. Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w § 14 ust. 1 pkt 1, kalkuluje się dla sieci przesyłowych elek-

troenergetycznych.

2. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w § 14 ust. 3 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci

na poziomy napięć znamionowych:

1) wysokich – obejmujących napięcie znamionowe 110 kV;

2) średnich – obejmujących napięcie znamionowe wyższe niż 1 kV i niższe niż 110 kV;

3) niskich – obejmujących napięcie znamionowe nie wyższe niż 1 kV.

3. Stawki sieciowe kalkuluje się dla danej grupy taryfowej na podstawie kosztów uzasadnionych, z uwzględnieniem

uzasadnionego zwrotu z kapitału, zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub

dystrybucji energii elektrycznej.

§ 16. 1. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, kalkuluje się na podstawie planowanych

do poniesienia kosztów stałych z uwzględnieniem udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczone usługi przesy-

łania lub dystrybucji, o których mowa w art. 45 ust. 5 ustawy.

2. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 2, kalkuluje się na podstawie planowanych

kosztów uzasadnionych:

1) zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością energii elektrycznej wprowadza-

nej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością energii pobranej z tej sieci przez odbiorców lub przesła-

nej, lub dystrybuowanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych;

2) zmiennych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych

i sieciami należącymi do innych operatorów lub innych przedsiębiorstw energetycznych;

3) stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku stałym, o którym

mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, stosownie do art. 45 ust. 5 ustawy.

3. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, oznaczony symbolem „SSVn”, kalkuluje się

według wzoru:

1) dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej

[w zł/MW lub zł/kW]:


KSVn – sumę planowanych do poniesienia, w każdym roku okresu regulacji, kosztów stałych, o których mowa

w ust. 1, pokrywanych przez odbiorców zaliczanych do danej grupy taryfowej,

Vn

SVnSVn

P

KS =


PVn – wartość mocy umownej – określoną jako sumę mocy umownej planowanej do pobrania z sieci, w każdym

roku okresu regulacji, przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, w tym operatorów syste-

mów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przedsiębiorstwa energetyczne świadczące usługi przesyła-

nia lub dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorami oraz przedsiębiorstwa energetyczne świad-

czące usługi kompleksowe, z zastrzeżeniem ust. 7–10;

2) dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym [w zł/miesiąc]:


KSVn – sumę planowanych do poniesienia, w każdym roku okresu regulacji, kosztów stałych, o których mowa

w ust. 1, pokrywanych przez odbiorców zaliczanych do danej grupy taryfowej,

nG – liczbę układów pomiarowo-rozliczeniowych w gospodarstwach domowych.

4. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 2, dla odbiorców przyłączonych do sieci da-

nego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej, oznaczony symbolem „SZVn” [w zł/MWh lub

zł/kWh], kalkuluje się według wzoru:


KZVn – sumę planowanych do poniesienia, w każdym roku okresu regulacji, kosztów zmiennych, o których mowa

w ust. 2, przenoszonych na odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej,

EVn – sumę energii elektrycznej planowanej do pobrania, w każdym roku okresu regulacji, przez odbiorców

przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych Vn, zaliczonych do danej grupy taryfowej

[w MWh lub kWh]; ilość energii elektrycznej planowanej do pobrania z sieci przesyłowej przez operatora

systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostar-

czania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, w tych miejscach dostarczania, wyznacza się

w sposób, o którym mowa w § 14 ust. 8.

5. Moc umowna jest zamawiana dla miejsc dostarczania przez odbiorców, w tym przez operatorów systemów dystry-

bucyjnych, korzystających z usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub z usługi kompleksowej w przedsię-

biorstwach energetycznych świadczących te usługi, z zastrzeżeniem ust. 7 i 8.

6. Jeżeli umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa nie

stanowią inaczej, moc umowna może być zamawiana łącznie dla dwóch lub więcej miejsc dostarczania.

7. Wartość mocy umownej dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej

dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, przyjmowaną do kalkulacji skład-

nika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i stosowaną w rozlicze-

niach zgodnie z § 24, dla tych miejsc dostarczania energii elektrycznej, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji

jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybu-

cyjnego elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, w sposób określony w ust. 9.

8. Wartość mocy umownej przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach zgodnie z § 27 ust. 1, za świadczone usługi dystrybu-

cji, między operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa

sieciowe miejsca dostarczania połączone siecią tego operatora, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji jako śred-

nią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, wyzna-

czoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.

9. Wartości maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych, o których mowa w ust. 7 i 8, wyznacza się na podsta-

wie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, przez wyznaczenie średniej arytmetycznej z pięciu pomiarów wybra-

nych z siedmiu pomiarów maksymalnego poboru mocy średniogodzinnej i po odrzuceniu dwóch pomiarów maksymalnych,

dokonanych w okresie od dnia 1 lipca roku n−2 do dnia 30 czerwca roku n−1, gdzie „n” jest rokiem obowiązywania taryfy,

przy zachowaniu co najmniej 240 godzin przerw między poszczególnymi pomiarami.

G

SVnSVn

n

KS =

Vn

ZVnZVn

E

KS =


10. Jeżeli nie można uzyskać wartości niezbędnych do wyznaczenia mocy umownej zgodnie z ust. 9, strony umowy

ustalają jej wartość w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, uwzględniając parametry techniczne

i układ pracy sieci w miejscach świadczenia tych usług.

§ 17. 1. Stawki jakościowe, oznaczone symbolem „SoSJ” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według wzoru:


KSJ – koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elek-

trycznej planowane do poniesienia w każdym roku okresu regulacji,

ESJ – ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego

systemu elektroenergetycznego [w MWh lub kWh].

2. Koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej,

o których mowa w ust. 1, obejmują koszty planowanych do zakupu przez operatora systemu przesyłowego elektroenerge-

tycznego niezbędnych:

1) rezerw mocy i usług systemowych, w wysokości kosztów ich zakupu;

2) ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii, określone jako

różnica w wysokości między płatnościami za energię elektryczną a przychodami ze sprzedaży tej energii w ramach bi-

lansowania systemu.

§ 18. 1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rynkową na podstawie kosztów uza-

sadnionych planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji przez operatora systemu przesyłowego elektro-

energetycznego, wynikających z rekompensat, o których mowa w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (WE)

nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany ener-

gii elektrycznej i uchylającym rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (Dz. Urz. UE L 211 z 14.08.2009, str. 15, z późn. zm.3)

)

w części dotyczącej wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elek-

troenergetycznymi tych państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci tymi re-

kompensatami.

2. Stawkę rynkową, o której mowa w ust. 1, oznaczoną symbolem „Sr” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według

wzoru:


Kr – koszty uzasadnione, o których mowa w ust. 1,

Ezk – ilość energii elektrycznej planowanej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym

a systemami elektroenergetycznymi państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenerge-

tycznych nie są objęci rekompensatami.

§ 19. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej wykonuje na dodatkowe zlece-

nie odbiorcy następujące usługi:

1) przerwanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej;

2) sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

3) laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

4) wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego wcześniej układu pomiarowo-rozliczeniowego;

5) przeniesienie licznika lub licznika i urządzenia (zegara) sterującego (dla liczników strefowych) w inne, uprzednio przygo-

towane i odpowiednio wyposażone miejsce w obrębie tego samego obiektu;

3) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 115 z 25.04.2013, str. 39 oraz Dz. Urz. UE L 163

z 15.06.2013, str. 1.

SJ

SJoSJ

E

KS =

zk

rr

E

KS =


6) nadzór nad wykonawcami niezależnymi od przedsiębiorstwa energetycznego, wykonującymi prace w pobliżu lub na

urządzeniach elektroenergetycznych będących własnością danego przedsiębiorstwa energetycznego;

7) wyłączenie napięcia, przygotowanie miejsca pracy dla wykonawców, o których mowa w pkt 6, oraz likwidację miejsca

pracy wraz z ponownym załączeniem urządzeń do sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego;

8) założenie plomb na urządzeniach podlegających oplombowaniu, w szczególności po naprawie, remoncie i konserwacji

instalacji;

9) montaż i demontaż urządzenia kontrolno-pomiarowego, instalowanego w celu sprawdzania dotrzymania parametrów

jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci.

2. Zawarte w taryfie opłaty za usługi, o których mowa w ust. 1, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesie-

nia kosztów realizacji tych usług.

§ 20. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną kalkuluje ceny energii elektrycznej

na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz kosztów uzasadnionych wykonywanej działal-

ności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną.

2. Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej obejmują koszty zakupionej energii z zachowaniem zasad konku-

rencji i minimalizacji kosztów jej zakupu oraz koszty:

1) poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa w:

a) art. 52 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2018 r. poz. 2389

i 2245 oraz z 2019 r. poz. 42 i 60),

b) art. 11 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. poz. 831, z 2018 r. poz. 650

oraz z 2019 r. poz. 51);

2) zakupu energii elektrycznej, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane, stosownie do art. 41 ust. 1,

art. 42 ust. 1 i art. 92 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii;

3) uzyskania i umorzenia świadectw, o których mowa w:

a) art. 44 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

b) art. 20 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej.

3. Koszty uzasadnione wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa

w ust. 1, ustala się na podstawie kosztów:

1) obsługi handlowej związanej z obrotem energią elektryczną;

2) wspólnych wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w § 11 ust. 1.

§ 21. 1. W celu określenia stopnia poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego w okresie

regulacji ustala się na poszczególne lata współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem „X”, w taki sposób, aby spełniony

był warunek określony wzorem:


Kwn, Kwn−1 – uzasadnione koszty własne przedsiębiorstwa energetycznego związane z wykonywaną przez to

przedsiębiorstwo działalnością gospodarczą, uwzględniające zależne od przedsiębiorstwa energetycznego

warunki prowadzenia działalności gospodarczej, wyznaczane w szczególności z zastosowaniem metod po-

równawczych, o których mowa w art. 47 ust. 2e ustawy, na poszczególne lata okresu regulacji; w pierw-

szym roku okresu regulacji koszty, oznaczone symbolem „Kwn−1”, są równe kosztom z roku poprzedzają-

cego rok, w którym taryfa jest przedkładana do zatwierdzenia,

Xn – współczynniki korekcyjne określające projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębior-

stwa energetycznego, ustalane jednorazowo dla poszczególnych lat w roku przedłożenia taryfy do zatwier-

dzenia albo na początku okresu regulacji [%]; współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji,

w zależności od wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, uwzględnia

się w cenie energii elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych

w taryfach,

RPI – średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, w roku kalendarzowym poprzedza-

jącym rok sporządzenia taryfy, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogło-

szonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” [w %].

( )[ ]/100XRPI1 KwKw n1nn −+×≤ −


2. W celu określenia dopuszczalnych zmian cen lub stawek opłat na dany rok okresu regulacji, będących wynikiem

zmiany warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa lub poprawy efektywności funkcjonowania przedsię-

biorstwa, ustala się, dla poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, współczynniki korekcyjne,

oznaczone symbolem „Y”, w taki sposób, aby spełniony był warunek określony wzorem:


Cwn, Cwn−1 – ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju działalności gospodarczej, wyznaczone w sposób określony

w ust. 3,

Yn – współczynnik korekcyjny, ustalany corocznie i uwzględniany w cenie energii elektrycznej albo w stawkach

opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach, określający zmianę niezależnych od przed-

siębiorstwa warunków wykonywania danego rodzaju działalności gospodarczej, w szczególności zmianę

kosztu zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych, wielkości i struktury sprzedaży energii elektrycznej

oraz obciążeń podatkowych, lub projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa

energetycznego.

3. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 2, ustala się w zakresie:

1) wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą energią jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej stanowiącą

iloraz kalkulacyjnych przychodów z jej sprzedaży, wyliczanych odpowiednio według cen energii elektrycznej plano-

wanych na dany rok okresu regulacji (Cwn) lub z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn−1) oraz wiel-

kości i struktury sprzedaży planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, do ilości sprzedaży energii elektrycz-

nej planowanej na dany rok okresu regulacji;

2) przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej jako średnią cenę dostarczania energii elektrycznej stanowiącą iloraz

kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej oraz z opłat abona-

mentowych, wyliczanych odpowiednio na podstawie stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji (Cwn)

lub z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn−1) oraz wielkości i struktury sprzedaży tych usług plano-

wanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, do ilości dostarczonej energii elektrycznej planowanej na dany rok

okresu regulacji;

3) usług kompleksowych jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej, obliczoną w sposób określony w pkt 1,

i średnią cenę usług dystrybucyjnych, obliczoną w sposób określony w pkt 2.

4. W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energe-

tyczne działalności gospodarczej, odnoszącej się do wybranych cen lub stawek opłat określonych w taryfie, współczynnik,

o którym mowa w ust. 2, może mieć zastosowanie wyłącznie do tych cen lub stawek opłat.

5. W przypadku, o którym mowa w ust. 4, w sposobie ustalania cen wskaźnikowych, o którym mowa w ust. 3,

uwzględnia się wyłącznie ceny lub stawki opłat określone w taryfie.

§ 22. 1. Przychód pokrywający koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego kapitału, usta-

lany dla każdego roku okresu regulacji, uwzględnia przychody uzyskane z:

1) cen i stawek opłat;

2) opłat za ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej;

3) opłat za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy;

4) wykonywania umowy, o której mowa w art. 9h ust. 3 pkt 2 ustawy, a także wykonywania czynności wynikających

z decyzji, o której mowa w art. 9h ust. 9 ustawy;

5) przekazywania danych pomiarowych innym przedsiębiorstwom energetycznym, w szczególności na potrzeby rozli-

czeń na rynku bilansującym oraz realizacji procedury zmiany sprzedawcy.

2. W przychodzie, o którym mowa w ust. 1 pkt 4 i 5, uwzględnia się wielkość uzyskanych przychodów do poziomu

kosztów ponoszonych na świadczenie czynności, o których mowa w ust. 1 pkt 4 i 5.

3. W przychodzie, o którym mowa w ust. 1, nie uwzględnia się bonifikat oraz przychodów uzyskanych z opłat:

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2) z tytułu czynności dotyczących wznowienia dostaw energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania nastąpiło

z przyczyn, o których mowa w art. 6b ust. 1, 2 i 4 ustawy.

[ ]/100Y1CwCw n1nn +×≤ −


Rozdział 4

Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi

§ 23. 1. Rozliczenia z odbiorcami i między przedsiębiorstwami energetycznymi za dostarczoną energię elektryczną

lub świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji tej energii prowadzi się na podstawie danych rozliczeniowych dotyczą-

cych okresu rozliczeniowego ustalonego w taryfie.

2. Podstawą do rozliczeń, o których mowa w ust. 1, są wskazania układów pomiarowo-rozliczeniowych, rejestrowane

wielkości niemierzalne oraz algorytmy ich przetwarzania na dane rozliczeniowe.

§ 24. 1. Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej dla danego poziomu napięć

znamionowych w okresie rozliczeniowym, z zastrzeżeniem § 26 i § 27, oblicza się według wzoru:


Opoi – opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej obliczoną dla danego odbior-

cy, w tym operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwa energetycznego

świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem oraz przed-

siębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe [w zł],

SSVn – składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy [w zł/MW lub zł/kW mocy umownej lub w zł/miesiąc

dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym],

Pi – moc umowną określoną dla danego odbiorcy, w tym dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenerge-

tycznego, przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elek-

trycznej niebędącego operatorem oraz przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi komplekso-

we [w MW lub kW lub miesiącach dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym],

SZVnm – składnik zmienny stawki sieciowej dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m) [w zł/MWh

lub zł/kWh],

R – liczbę rozliczeniowych stref czasowych,

Eoim – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci przez danego odbiorcę w rozliczeniowej strefie czasowej m,

w tym przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne

świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorem oraz przedsię-

biorstwo energetyczne świadczące usługi kompleksowe [w MWh lub kWh w okresie rozliczeniowym usta-

lonym w taryfie],

kos – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w § 25

ust. 2 pkt 1,

SoSJ – stawkę jakościową [w zł/MWh lub zł/kWh],

Eos – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elek-

troenergetycznego, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh],

kok – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w § 25

ust. 2 pkt 2,

Eok – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elek-

troenergetycznego, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 2 [w MWh],

Sr – stawkę rynkową [w zł/MWh],

Ewp – ilość energii elektrycznej przeznaczonej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym

a systemami elektroenergetycznymi państw, o których mowa w § 18 ust. 1, określoną w umowach handlo-

wych sprzedaży energii elektrycznej przedkładanych właściwemu operatorowi [w MWh lub kWh za okres

rozliczeniowy],

Oab – opłatę abonamentową uwzględniającą długość okresu rozliczeniowego oraz stawkę abonamentową [w zł].

2. Jako ilość energii, oznaczonej symbolem „Eoi”, o którym mowa w ust. 1, pobraną z sieci przesyłowej przez opera-

tora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii

elektrycznej, połączone siecią tego operatora, w tych miejscach dostarczania przyjmuje się ilość energii elektrycznej wy-

znaczonej w sposób, o którym mowa w § 14 ust. 8.

abwprokoSJokosoSJosoim

R

1 m

ZVnmiSVnpoi OESESkESkESPSO +×+××+××+×+×= ∑=


§ 25. 1. Ilości energii, oznaczonej symbolami „Eos” i „Eok”, o których mowa w § 24 ust. 1, zużytej przez odbiorców

końcowych, oblicza się dla:

1) wytwórcy przyłączonego do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, sprzedającego energię elektryczną przynajmniej jed-

nemu odbiorcy końcowemu lub przedsiębiorstwu energetycznemu świadczącemu usługi przesyłania lub dystrybucji ener-

gii elektrycznej niebędącemu operatorem, przyłączonym do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy – jako sumę

energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych, którzy są przyłączeni do urządzeń, instalacji lub sieci tego wy-

twórcy i do sieci tego przedsiębiorstwa;

2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego nieposiadającego miejsc dostarczania energii elektrycznej

z sieci przesyłowej – jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego

operatora, energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energe-

tycznych świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami, przyłączo-

nymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców, o których mowa w pkt 1, przyłączo-

nych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elek-

troenergetycznych, przyłączonych do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6;

3) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego miejsca dostarczania energii elektrycznej

z sieci przesyłowej – jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego

operatora, energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energe-

tycznych świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami, przyłączo-

nymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców, o których mowa w pkt 1, przyłączo-

nych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elek-

troenergetycznych, przyłączonych do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6;

4) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operato-

rem – jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektro-

energetycznego przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa, energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców, o których

mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6;

5) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe na rzecz odbiorców końcowych i przedsię-

biorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej – jako sumę energii elek-

trycznej zużywanej przez odbiorców końcowych i ilości energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw energe-

tycznych z uwzględnieniem pkt 1–4, dla których przedsiębiorstwo świadczy usługi kompleksowe.

2. Współczynniki oznaczone symbolami „kos” i „kok”, o których mowa w § 24 ust. 1, ustala się dla odbiorców końco-

wych:

1) którzy w roku kalendarzowym (n-2), poprzedzającym o rok dany rok kalendarzowy (n), w którym jest stosowana

stawka jakościowa, zużyli na własne potrzeby nie mniej niż 400 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem nie

mniej niż 50% mocy umownej, dla których koszt energii elektrycznej obliczonej przy zastosowaniu współczynnika

„kos” = 1 stanowi nie mniej niż 15% wartości produkcji – jako „kos” = 0,1;

2) w krajowym systemie elektroenergetycznym innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci,

w której usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne

niebędące operatorem, którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby – jako „kok”; współczynnik ten

oblicza się według wzoru:

gdzie symbole Eos i Eok oznaczają ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia w każdym roku okresu regulacji przez

odbiorców, o których mowa w pkt 1, lub odbiorców końcowych innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, przyłą-

czonych do sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej świadczy operator lub przedsiębiorstwo

energetyczne niebędące operatorem, którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby [w MW lub kWh].

3. Wytwórca przyłączony do sieci operatora systemu elektroenergetycznego lub do sieci przedsiębiorstwa energetycznego

świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem, sprzedający energię elektryczną

przynajmniej jednemu odbiorcy końcowemu lub przedsiębiorstwu świadczącemu usługi przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej niebędącemu operatorem przyłączonym do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy, pobiera od odbiorcy lub

przedsiębiorstwa energetycznego opłatę wynikającą ze stawki jakościowej, z zastrzeżeniem ust. 4, obliczoną według wzoru:


Oos – opłatę wynikającą ze stawki jakościowej,

kos – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w ust. 2

pkt 1,

( )[ ] okosososokok E / EkEEk ×−+=

okwoSJokosoSJosos ESkESkO ××+××=


SoSJ – stawkę jakościową [w zł/MWh lub w zł/kWh],


troenergetycznego, o których mowa w ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh],

kok – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w ust. 2

pkt 2,

Eokw – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci, instalacji lub urzą-

dzeń wytwórcy przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsię-

biorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego

operatorem, z wyłączeniem odbiorców, o których mowa w ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh].

4. W przypadku gdy wytwórca jest przyłączony jednocześnie do sieci operatora systemu przesyłowego elektroenerge-

tycznego i sieci operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, pobierana przez tego wytwórcę opłata, o której

mowa w ust. 3, jest wnoszona do operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

5. Energia elektryczna kupowana przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dys-

trybucję energii elektrycznej, w części, w której jest zużywana przez to przedsiębiorstwo w celu zasilania potrzeb własnych

związanych z wykonywaną działalnością gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, a także

pokrywania strat powstałych w sieciach podczas jej przesyłania lub dystrybucji do odbiorców, dla których przedsiębior-

stwo to stosuje taryfy zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, nie jest uwzględniana w ilości energii, do

której stosuje się stawkę jakościową.

6. Energia elektryczna kupowana przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dys-

trybucję energii elektrycznej, zużywana przez to przedsiębiorstwo na potrzeby inne niż określone w ust. 5, jest uwzględ-

niana w ilości energii, do której stosuje się stawkę jakościową.

7. Opłat abonamentowych nie pobiera się od odbiorców, o których mowa w § 6 ust. 3.

8. W przypadku odbiorców, o których mowa w § 6 ust. 3, przedsiębiorstwo energetyczne w rozliczeniach za usługi dys-

trybucji energii elektrycznej może stosować stawki opłat w wysokościach określonych dla grupy taryfowej z rozliczeniem

jednostrefowym, właściwej ze względu na poziom napięcia i wielkość sumy mocy przyłączonych odbiorników energii elek-

trycznej.

§ 26. 1. Opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opw”, dla przedsię-

biorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej [w zł za okres rozliczeniowy] oblicza się

według wzoru:


kos – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w § 25

ust. 2 pkt 1,

SoSJ – stawkę jakościową [w zł/MWh lub zł/kWh],


troenergetycznego, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh],

kok – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony

w § 25 ust. 2 pkt 2,

Eokw – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci, instalacji lub urzą-

dzeń wytwórcy przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsię-

biorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego

operatorem, z wyłączeniem odbiorców, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh].

2. Opłatę za usługi przesyłania energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opn”, dla przedsiębiorstwa energetycznego

zajmującego się sprzedażą energii elektrycznej lub jej obrotem [w zł za okres rozliczeniowy] oblicza się według wzoru:


Sr – stawkę rynkową [w zł/MWh lub zł/kWh],

Ewp – ilość energii elektrycznej przeznaczoną do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym

a systemami elektroenergetycznymi krajów niebędących członkami Unii Europejskiej, określoną w umowach

handlowych sprzedaży energii elektrycznej przedkładanych do właściwego operatora [w MWh lub kWh za

okres rozliczeniowy].

okwoSJokosoSJospw ESkESkO ××+××=

wprpn ESO ×=


§ 27. 1. Opłatę za usługi dystrybucji energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opovi”, świadczone między operato-

rami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca do-

starczania połączone siecią tego operatora, na tym samym poziomie napięć znamionowych [w zł za okres rozliczeniowy],

z zastrzeżeniem ust. 2, oblicza się według wzoru:


Ssvn – składnik stały stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej [w zł/MW lub zł/kW],

Pvi – moc umowną określoną dla każdego połączenia sieci na tym samym poziomie napięć znamionowych [w MW

lub kW],

Szvn – składnik zmienny stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej [w zł/MWh lub zł/kWh],

Epi – ilość energii elektrycznej pobraną przez dane połączenie, określoną jako różnica między energią pobraną

i oddaną [w MWh lub kWh za okres rozliczeniowy].

2. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego nieposiadający co najmniej dwóch sieciowych miejsc

dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora dokonuje rozliczenia opłaty za świadczone usługi

dystrybucji energii elektrycznej, obliczonej w sposób określony w § 24 ust. 1, z operatorem systemu dystrybucyjnego elek-

troenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego

operatora, do którego sieci jest przyłączony.

3. W przypadku połączeń sieci dwóch operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których żaden

nie posiada co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora,

rozliczenia opłaty za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej są dokonywane w sposób określony w § 24 ust. 1,

z tym że operatorem wnoszącym opłaty jest ten operator systemu dystrybucyjnego, dla którego ilość energii elektrycznej,

w roku kalendarzowym poprzedzającym rok stosowania taryfy, pobranej z sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej dru-

giego operatora była większa.

§ 28. 1. Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 52 ust. 2 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o od-

nawialnych źródłach energii, różnicują ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących

zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży, ze względu na koszty obowiązkowego uzyskania i umorzenia świa-

dectw pochodzenia energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii lub koszty poniesionej opłaty zastępczej.

2. Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 40 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych

źródłach energii, różnicują ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących zakupu energii

elektrycznej podlegającej odsprzedaży, ze względu na koszty obowiązkowego zakupu energii wytwarzanej w odnawial-

nych źródłach energii.

§ 29. 1. Podstawą do zastosowania w rozliczeniach między przedsiębiorstwem energetycznym a sprzedawcą zróżni-

cowanych cen energii elektrycznej, o których mowa w § 28, jest informacja sporządzana za dany miesiąc i przekazana

sprzedawcy do 10 dnia miesiąca następującego po miesiącu, za jaki jest sporządzona.

2. Informacja, o której mowa w ust. 1, powinna zawierać dane określające ilość energii elektrycznej zużytej na po-

trzeby własne i odsprzedanej odbiorcom, z podziałem na miejsca dostarczania energii elektrycznej.

3. W przypadku braku układów pomiarowo-rozliczeniowych umożliwiających przedsiębiorstwu energetycznemu usta-

lenie struktury sprzedaży energii elektrycznej w strefach czasowych odbiorcom tej energii, w rozliczeniach, o których mo-

wa w ust. 1, przyjmuje się taką strukturę sprzedaży energii elektrycznej, jaka jest ustalona w przypadku zakupu energii

elektrycznej przez to przedsiębiorstwo od sprzedawcy.

4. Ilość energii elektrycznej określona w informacji, o której mowa w ust. 1, zużyta na potrzeby własne przez przed-

siębiorstwo energetyczne w danym okresie rozliczeniowym oraz odsprzedana odbiorcom przyłączonym do sieci tego

przedsiębiorstwa nie może być większa od ilości wykazanej przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, na podstawie którego

są dokonywane rozliczenia między tym przedsiębiorstwem a sprzedawcą.

§ 30. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne świadczące odbiorcy usługę kompleksową stosuje w rozliczeniu z odbiorcami

w zakresie:

1) obrotu energią elektryczną cenę tej energii stosownie do § 20;

2) przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej stawki opłat oraz warunki ich stosowania wynikające z taryf obowią-

zujących w przedsiębiorstwie energetycznym wykonującym działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dys-

trybucji energii elektrycznej, do którego sieci jest przyłączony dany odbiorca.

( )∑=

×+×=m

1i

pizvnvisvnpovi ESPSO


2. Odbiorca zakwalifikowany do grupy taryfowej, o której mowa w § 6 ust. 4, jest rozliczany za zużytą energię elek-

tryczną według cennika sprzedawcy energii elektrycznej, z którym ma zawartą umowę.

§ 31. Przedsiębiorstwo energetyczne powstałe w wyniku dokonanych przekształceń organizacyjnych polegających

w szczególności na łączeniu, podziale lub wydzieleniu z tego przedsiębiorstwa innego przedsiębiorstwa zachowuje prawo

do prowadzenia rozliczeń z odbiorcami, na podstawie cen i stawek opłat ustalonych w taryfach przedsiębiorstw, które

uległy przekształceniom organizacyjnym, do dnia wejścia w życie taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo i zatwierdzo-

nej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przez okres, na jaki taryfa dotychczasowa została zatwierdzona przez

Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, lecz nie dłużej niż przez okres 12 miesięcy od dnia dokonania tych przekształceń.

§ 32. 1. Rozliczeń z odbiorcami za dostarczaną energię elektryczną i świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej albo usługi kompleksowe dokonuje się w okresach rozliczeniowych określonych w taryfie i uzgodnio-

nych w umowie.

2. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne ustala w taryfie kilka okresów rozliczeniowych dla danej grupy taryfowej,

odbiorca ma prawo wyboru okresu rozliczeniowego oraz jego zmiany, jednak nie częściej niż raz na 12 miesięcy.

3. Okres rozliczeniowy dla grup przyłączeniowych I–IV nie powinien być dłuższy niż dwa miesiące, a dla odbiorców

zaliczanych do V grupy przyłączeniowej nie może być dłuższy niż rok. Okresy rozliczeniowe ustalone w taryfie przedsię-

biorstwa świadczącego usługę kompleksową są skorelowane z okresami rozliczeniowymi przedsiębiorstwa świadczącego

usługę dystrybucji dla jego odbiorców.

4. Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane opłaty za energię elektrycz-

ną oraz za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w wysokości określonej na podstawie prognozowanego

zużycia tej energii w tym okresie, ustalonego na podstawie zużycia wyznaczonego w oparciu o rzeczywiste odczyty urzą-

dzeń pomiarowo-rozliczeniowych, dokonane w analogicznym okresie poprzedniego roku kalendarzowego.

5. W prognozach, o których mowa w ust. 4, należy uwzględniać zgłoszone przez odbiorcę istotne zmiany w poborze

energii elektrycznej.

§ 33. 1. W rozliczeniach między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i operatorem systemu dys-

trybucyjnego elektroenergetycznego oraz między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i wytwórcą za

świadczone usługi przesyłania energii elektrycznej w części dotyczącej opłaty jakościowej operator systemu przesyłowego

w rozliczeniach wstępnych może stosować wielkości prognozowanego zużycia energii elektrycznej, określane na podstawie

wielkości przyjętych do kalkulacji stawki jakościowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

2. W przypadku prowadzenia rozliczeń w sposób, o którym mowa w ust. 1, rozliczenia te są korygowane, zgodnie

z postanowieniami taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, po zakończeniu okresu rozliczeniowego,

na podstawie danych rzeczywistych określonych w sposób, o którym mowa w § 25 ust. 1.

§ 34. W przypadku powstania nadpłaty lub niedopłaty za pobraną energię elektryczną:

1) nadpłata podlega zaliczeniu na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda

jej zwrotu;

2) niedopłata jest doliczana do pierwszej faktury wystawianej za najbliższy okres rozliczeniowy.

§ 35. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się świadczeniem usług dystrybucji albo usługi kompleksowej wysta-

wiające odbiorcy fakturę, w rozliczeniu dołączonym do faktury, przedstawia między innymi informacje o:

1) wielkości zużycia energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym, na podstawie której została wyliczona kwota należ-

ności;

2) sposobie dokonania odczytu układu pomiarowo-rozliczeniowego, czy był to odczyt fizyczny lub zdalny dokonany

przez upoważnionego przedstawiciela przedsiębiorstwa energetycznego albo odczyt dokonany i zgłoszony przez od-

biorcę;

3) sposobie wyznaczenia wielkości zużycia energii elektrycznej w sytuacji, gdy okres rozliczeniowy jest dłuższy niż

miesiąc i gdy pierwszy lub ostatni dzień okresu rozliczeniowego nie pokrywa się z datami odczytów układu pomiaro-

wo-rozliczeniowego lub gdy w trakcie trwania okresu rozliczeniowego nastąpiła zmiana cen lub stawek opłat, albo

o miejscu, w którym są dostępne te informacje.

§ 36. 1. Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań układów pomiarowo-

-rozliczeniowych dla miejsc dostarczania tej energii, określonych w umowie sprzedaży albo umowie o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej. Dopuszcza się możliwość prowadzenia

łącznych rozliczeń dla więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej.

2. Przepisu ust. 1 zdanie pierwsze nie stosuje się do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 6 ust. 3.


3. Ilość energii elektrycznej przyjmowana do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 6 ust. 3, jest określana

w umowie na podstawie wielkości mocy przyłączonych odbiorników energii elektrycznej i czasu trwania poboru energii.

§ 37. 1. W przypadku stwierdzenia błędów w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego lub

innych nieprawidłowości, które spowodowały zawyżenie albo zaniżenie należności za pobraną energię elektryczną, przed-

siębiorstwo energetyczne dokonuje korekty uprzednio wystawionych faktur.

2. Korekta, o której mowa w ust. 1, obejmuje cały okres rozliczeniowy lub okres, w którym występowały stwierdzone

błędy lub nieprawidłowości.

3. Nadpłatę wynikającą z wyliczonej korekty, o której mowa w ust. 1, zalicza się na poczet płatności ustalonych na

najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu.

§ 38. 1. Podstawą do wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 37 ust. 1, jest wielkość błędu odczytu

lub wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2. Jeżeli określenie wielkości błędu, o którym mowa w ust. 1, nie jest możliwe, podstawę do wyliczenia wielkości ko-

rekty stanowi średnia liczba jednostek energii elektrycznej za okres doby, obliczana na podstawie sumy jednostek energii

elektrycznej prawidłowo wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy w poprzednim okresie rozliczeniowym, po-

mnożona przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta faktury, z zastrzeżeniem ust. 4.

3. Jeżeli nie można ustalić średniego dobowego zużycia energii elektrycznej na podstawie poprzedniego okresu rozli-

czeniowego, podstawą wyliczenia wielkości korekty jest wskazanie układu pomiarowo-rozliczeniowego z następnego okre-

su rozliczeniowego, z zastrzeżeniem ust. 4.

4. W wyliczaniu wielkości korekty należy uwzględnić sezonowość poboru energii elektrycznej oraz inne udokumen-

towane okoliczności mające wpływ na wielkość poboru tej energii.

§ 39. 1. W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy,

która skutkuje niewłaściwym rejestrowaniem zużycia energii trwającym dłużej niż trzy miesiące, do rozliczeń przyjmuje

się średniodobowe zużycie energii w porównywalnym okresie rozliczeniowym, pomnożone przez liczbę dni, w których ten

element układu był niesprawny, oraz stawki opłat z grupy taryfowej, do której był zakwalifikowany odbiorca, o ile umowa

nie stanowi inaczej.

2. W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy, unie-

możliwiającej określenie ilości pobranej mocy maksymalnej, trwającej dłużej niż trzy miesiące, w rozliczeniach za zużycie

mocy maksymalnej przyjmuje się wartości mocy przyłączeniowej, o ile umowa nie stanowi inaczej.

3. W przypadku trwającej dłużej niż jeden okres rozliczeniowy niesprawności elementu układu pomiarowo-rozlicze-

niowego, będącego własnością odbiorcy, uniemożliwiającej określenie ilości pobranej energii w strefach, do rozliczenia

stosuje się stawki opłat z grupy taryfowej, według której możliwe jest dokonywanie rozliczeń w oparciu o sprawne urzą-

dzenia pomiarowo-rozliczeniowe.

4. W przypadku niesprawności, o której mowa w ust. 3, trwającej krócej niż jeden okres rozliczeniowy lub w przypadku

niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością przedsiębiorstwa energetycznego, ilość

energii pobranej w poszczególnych strefach czasowych doby ustala się na podstawie proporcji odniesionych do zużycia

w tych strefach w porównywalnym okresie rozliczeniowym.

5. Przepisów ust. 1–4 nie stosuje się, jeżeli istnieje rezerwowy układ pomiarowo-rozliczeniowy będący własnością

przedsiębiorstwa energetycznego lub odbiorcy. W takim przypadku do rozliczeń przyjmuje się wskazania rezerwowego układu

pomiarowo-rozliczeniowego.

§ 40. 1. Za niedotrzymanie, określonych w odrębnych przepisach, dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od

napięcia znamionowego oblicza się bonifikatę, oznaczoną symbolem „WUT”, [w zł]:

1) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza 10%, odbiorcy przysługuje

bonifikata w okresie doby, w wysokości obliczonej według wzoru:


∆U – wartość odchylenia napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicz-

nych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego [w %],

AT – ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby [w jednostkach energii],

TT

2

UT CA10%

∆UW ××

=


CT – cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie,

w którym nastąpiło odchylenie napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości

granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii];

2) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza 10%, odbiorcy przysługuje

bonifikata w okresie doby, w łącznej wysokości obliczonej według wzoru:


AT – ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby [w jednostkach energii],

CT – cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie,

w którym nastąpiło odchylenie napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości

granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii],

brT – ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych

przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego w okresie

doby [w zł za godzinę],

tT – łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych przepisach dopuszczal-

nych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego w okresie doby [w godzinach].

2. W okresie, w którym nie były dotrzymane parametry jakościowe energii elektrycznej, a układ pomiarowo-rozlicze-

niowy uniemożliwia określenie ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, ilość tej energii ustala się na podstawie

poboru energii elektrycznej w analogicznym okresie rozliczeniowym tego samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu

oraz proporcji liczby godzin, w których parametry jakościowe energii elektrycznej nie zostały dotrzymane, do całkowitej

liczby godzin w okresie rozliczeniowym.

§ 41. 1. Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy końcowemu:

1) przyłączonemu do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV przysługuje bonifikata w wysokości dziesię-

ciokrotności ceny energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, za okres, w którym wystą-

piła przerwa w dostarczaniu tej energii;

2) przyłączonemu do sieci innych napięć niż te, o których mowa w pkt 1, przysługuje bonifikata w wysokości pięcio-

krotności ceny energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, za okres, w którym wystąpiła

przerwa w dostarczaniu tej energii.

2. Ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa w jej dostarczaniu, ustala się na

podstawie poboru tej energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw

określonych w umowie lub odrębnych przepisach.

§ 42. W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbior-

ców, o ile umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elek-

trycznej albo umowa kompleksowa nie stanowią inaczej, odbiorcom przysługują bonifikaty w następującej wysokości:

1) za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy – w wysokości 1/50 przeciętnego wynagrodzenia w gospodarce

narodowej w roku kalendarzowym poprzedzającym rok zatwierdzenia taryfy, określonego w komunikacie Prezesa

Głównego Urzędu Statystycznego ogłaszanym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”;

2) za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową

pracą sieci – w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

3) za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania

energii elektrycznej, przerwanego z powodu awarii sieci – w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

4) za niepowiadomienie, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw

w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie ogłoszeń prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub tele-

wizyjnych albo w inny sposób przyjęty na danym terenie, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie

wyższym niż 1 kV – w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

5) za niepowiadomienie w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środ-

ka komunikacji elektronicznej, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych

przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV –

w wysokości 1/10 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

TrTTTUT tbCAW ×+×=


6) za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu

znamionowym wyższym niż 1 kV o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych para-

metrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią – w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa

w pkt 1;

7) za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z rocznym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu

znamionowym nie wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania instalacji do zmienionych warunków zasilania –

w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

8) za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z trzyletnim wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu

znamionowym wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania instalacji do zmienionego napięcia znamionowego,

podwyższonego poziomu mocy zwarcia i innych warunków funkcjonowania sieci – w wysokości 1/10 wynagrodzenia,

o którym mowa w pkt 1;

9) za nieuzasadnioną odmowę odpłatnego podjęcia stosownych czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego

wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac w obszarze oddziaływania tej sieci – w wysokości 1/15 wynagro-

dzenia, o którym mowa w pkt 1;

10) za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy, informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf – w wysokości 1/50

wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

11) za przedłużenie czternastodniowego terminu rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń

i udzielenia odpowiedzi, za każdy dzień zwłoki – w wysokości 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

12) za przedłużenie czternastodniowego terminu sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczenio-

wego lub czternastodniowego terminu laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-roz-

liczeniowego, za każdy dzień zwłoki – w wysokości 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

13) za uniemożliwienie wykonania dodatkowej ekspertyzy badanego układu pomiarowo-rozliczeniowego, na wniosek

odbiorcy złożony w ciągu 30 dni od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego – w wysokości 1/15 wynagro-

dzenia, o którym mowa w pkt 1.

§ 43. 1. Za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz parametrów jakościowych energii elek-

trycznej określonych w odrębnych przepisach odbiorcom przysługują bonifikaty w wysokości określonej w taryfie lub

umowie.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne udziela odbiorcom bonifikat, o których mowa w ust. 1, w terminie 30 dni od:

1) ostatniego dnia, w którym nastąpiło niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców określonych w odręb-

nych przepisach;

2) dnia otrzymania wniosku odbiorcy o udzielenie bonifikaty z tytułu niedotrzymania parametrów jakościowych energii

elektrycznej określonych w odrębnych przepisach, z wyłączeniem niedotrzymania parametrów jakościowych energii

elektrycznej określających dopuszczalne czasy przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej;

3) ostatniego dnia, w którym nastąpiło przekroczenie dopuszczalnych czasów przerw w dostarczaniu energii elektrycznej

określonych w odrębnych przepisach lub umowach, dla odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym

wyższym niż 1 kV;

4) dnia otrzymania wniosku odbiorcy o udzielenie bonifikaty z tytułu przekroczenia dopuszczalnych czasów przerw

w dostarczaniu energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach lub umowach, dla odbiorców przyłączonych

do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV;

5) dnia otrzymania wniosku, o którym mowa w pkt 4, dla innych odbiorców niż odbiorca, który złożył wniosek, zasila-

nych z tego samego miejsca dostarczania co odbiorca, który złożył wniosek, dla których również potwierdzono prze-

kroczenie czasów przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca zawarł umowę przesyłania lub dystrybucji albo umowę kom-

pleksową, zamieszcza na fakturze informację o dopuszczalnym czasie przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.

4. Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca zawarł umowę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej

albo umowę kompleksową, uwzględnia udzieloną bonifikatę w rozliczeniach za najbliższy okres rozliczeniowy.

§ 44. 1. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana bez zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy

o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo umowy kompleksowej, przedsiębiorstwo energe-

tyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub usługi kompleksowe może obciążyć podmiot

nielegalnie pobierający tę energię opłatami w wysokości pięciokrotności stawek opłat określonych w taryfie dla jednostre-


fowej grupy taryfowej, do której ten podmiot byłby zakwalifikowany, zgodnie z kryteriami określonymi w § 6 ust. 1, oraz

w wysokości pięciokrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując

ilości energii elektrycznej uwzględniające rzeczywistą możliwość pobierania energii przez dany podmiot wynikające

z mocy i rodzaju zainstalowanych odbiorników.

2. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana z całkowitym lub częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozlicze-

niowego lub poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na zafałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomia-

rowo-rozliczeniowy, przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć odbiorcę opłatami w przypadku:

1) udowodnionego okresu nielegalnego pobierania energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności stawek opłat okreś-

lonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen ener-

gii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując wielkości mocy umownej i zużycia tej

energii, jakie wystąpiły w analogicznym okresie przed powstaniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej lub po

jego ustaniu; opłaty oblicza się dla każdego miesiąca, w którym nastąpiło nielegalne pobieranie energii elektrycznej;

2) gdy nie można ustalić ilości nielegalnie pobranej energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności stawek opłat okreś-

lonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen

energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując ilości energii elektrycznej

uwzględniające rzeczywistą możliwość pobierania energii przez danego odbiorcę wynikające z mocy i rodzaju zain-

stalowanych odbiorników.

3. Opłaty, o których mowa w ust. 2 pkt 1, oblicza się dla całego nieobjętego przedawnieniem okresu udowodnionego

nielegalnego pobierania energii elektrycznej.

4. Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, nie mogą być większe niż określone w taryfach

ryczałtowe ilości zużycia energii.

5. Przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić w taryfie opłaty za wykonywanie następujących czynności związanych

ze stwierdzeniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej:

1) wymianę uszkodzonego przez odbiorcę licznika lub innego urządzenia pomiarowego;

2) sprawdzenie stanu technicznego układu pomiarowo-rozliczeniowego i założenie nowych plomb na zabezpieczeniu

głównym w układzie pomiarowo-rozliczeniowym lub na innym elemencie podlegającym oplombowaniu w miejsce ze-

rwanych przez odbiorcę plomb lub przez niego uszkodzonych;

3) poddanie urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego ponownej legalizacji z powodu zerwania przez odbiorcę plomb

legalizacyjnych lub ich naruszenia;

4) założenie na wskaźniku mocy 15-minutowej lub innym urządzeniu związanym z pomiarem tej mocy plomby w miej-

sce plomby zerwanej lub naruszonej przez odbiorcę.

§ 45. 1. Przez ponadumowny pobór energii biernej przez odbiorcę rozumie się ilość energii elektrycznej biernej od-

powiadającą:

1) współczynnikowi mocy tgφ wyższemu od umownego współczynnika tgφ0 (niedokompensowanie) i stanowiącą nad-

wyżkę energii biernej indukcyjnej ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ0 lub

2) indukcyjnemu współczynnikowi mocy przy braku poboru energii elektrycznej czynnej, lub

3) pojemnościowemu współczynnikowi mocy (przekompensowanie) zarówno przy poborze energii elektrycznej czynnej,

jak i przy braku takiego poboru.

2. Rozliczeniami za pobór energii biernej są objęci odbiorcy zasilani z sieci średniego, wysokiego i najwyższego na-

pięcia. Rozliczeniami tymi mogą być objęci w uzasadnionych przypadkach także odbiorcy zasilani z sieci o napięciu zna-

mionowym nie wyższym niż 1 kV, którzy użytkują odbiorniki o charakterze indukcyjnym, o ile zostało to określone

w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie kompleksowej.

3. Opłacie podlega w okresie rozliczeniowym ponadumowny pobór energii biernej określony jako nadwyżka tej ener-

gii ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ0 – gdy tgφ > tgφ0, zmierzona w strefach, w których jest prowa-

dzona kontrola poboru tej energii, lub całodobowo w zależności od rodzaju zainstalowanego układu pomiarowego.

4. Wartość współczynnika mocy tgφ0 określa się w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług prze-

syłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie kompleksowej. Wartość współczynnika mocy przyjmuje się

w wysokości tgφ0 = 0,4, chyba że indywidualna ekspertyza uzasadnia wprowadzenie niższej wartości. Wartość współczyn-

nika mocy tgφ0 nie może być niższa od wartości 0,2. Jeżeli wartość współczynnika tgφ0 nie została określona w warunkach

przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie kompleksowej, do rozliczeń

przyjmuje się wartość tgφ0 = 0,4.


5. Wartość współczynnika mocy tgφ określa się jako iloraz energii biernej pobranej całodobowo lub w strefach cza-

sowych, w których jest dokonywana kontrola poboru energii biernej [w Mvarh lub kvarh] i energii czynnej pobranej cało-

dobowo lub w strefach czasowych, w których jest dokonywana ta kontrola [w MWh lub kWh], z zastrzeżeniem ust. 7.

6. Opłatę za nadwyżkę energii biernej pobranej ponad ilość wynikającą ze współczynnika tgφ0 w okresie rozliczenio-

wym, o której mowa w ust. 1 pkt 1, całodobowo lub dla stref czasowych, w których jest prowadzona kontrola poboru tej

energii, oblicza się według wzoru:


Ob – opłatę za nadwyżkę energii biernej [w złotych],

k – ustaloną w taryfie krotność ceny Crk,

Crk – cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w dniu za-

twierdzenia taryfy [w zł/MWh lub zł/kWh],

tgφ – współczynnik mocy wynikający z pobranej energii biernej,

tgφ0 – umowny współczynnik mocy, określony zgodnie z ust. 4,

A – energię czynną pobraną całodobowo lub dla strefy czasowej, w której jest prowadzona kontrola poboru

energii biernej [w MWh lub kWh].

7. W uzasadnionych przypadkach, przy występowaniu szybkozmiennych obciążeń mocą bierną, rozliczanie ponad-

umownego poboru energii biernej ponad wartość współczynnika tgφ0 jest przeprowadzane na podstawie bezpośredniego

pomiaru nadwyżki energii biernej. Opłata w okresie rozliczeniowym jest naliczana zgodnie z ust. 6, z uwzględnieniem

współczynnika tgφ ustalonego według wzoru:


∆Eb – nadwyżkę energii biernej wykazaną przez urządzenie pomiarowe w okresie rozliczeniowym [w Mvarh],

tgφ0 – umowny współczynnik mocy, określony zgodnie z ust. 4,

A – energię czynną pobraną całodobowo lub dla strefy czasowej, w której jest prowadzona kontrola poboru

energii biernej [w MWh lub kWh].

8. Odbiorca ponosi w okresie rozliczeniowym opłatę wynikającą z iloczynu całej ilości energii biernej, o której mowa

w ust. 1 pkt 2 i 3, i ustalonej w taryfie krotności „k” ceny energii elektrycznej [w zł/MWh lub zł/kWh], o której mowa

w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującej w dniu zatwierdzenia taryfy.

9. Opłaty za ponadumowny pobór energii biernej w okresie rozliczeniowym nie pobiera się w rozliczeniach między:

1) operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycz-

nego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego opera-

tora, w odniesieniu do tych miejsc dostarczania;

2) operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe

miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora.

10. W przypadku gdy konfiguracja sieci oraz miejsce zainstalowania układów pomiarowo-rozliczeniowych nie od-

wzorowują rzeczywistych rozpływów mocy oraz energii biernej pobieranej lub oddawanej do sieci przedsiębiorstwa ener-

getycznego, wielkość energii biernej podlegającą rozliczeniu ustala się na podstawie odpowiednich pomiarów właściwych dla

miejsca dostarczania, przeprowadzonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, odbiorcę lub niezależną jednostkę, w sposób

przez nie uzgodniony, o ile umowa nie stanowi inaczej.

§ 46. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne monitoruje pobór mocy czynnej pobieranej przez odbiorcę, zwanej dalej „mocą

pobraną”, i mocy czynnej oddawanej do sieci przez podmiot przyłączony oraz wyznacza wielkości nadwyżek mocy pobranej

ponad moc umowną określoną w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo umowie kompleksowej.

2. Nadwyżki mocy czynnej wyznacza się dla każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy

rejestrowanych w okresach piętnastominutowych lub dla każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej

mocy rejestrowanych w okresach godzinowych, o ile układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu

piętnastominutowym, lub jako maksymalną wielkość tej nadwyżki mocy wyznaczoną w okresie rozliczeniowym, o ile

układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym i godzinowym.

Atg

tgCkO rkb ×

−

+

+××= 1

1

1

0

2

2

ϕϕ

0b tg

A

∆Etg ϕϕ +=


3. Za przekroczenie mocy umownej określonej w umowach, o których mowa w ust. 1, jest pobierana opłata w wysokości

stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz:

1) sumy dziesięciu największych wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną albo

2) dziesięciokrotności maksymalnej wielkości nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną, zarejestrowanej w okresie

rozliczeniowym, jeżeli urządzenia pomiarowe nie pozwalają na zastosowanie sposobu wskazanego w pkt 1.

4. Opłata, o której mowa w ust. 3, jest ustalana i pobierana za każdy miesiąc, w którym nastąpiło przekroczenie, z wy-

jątkiem przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2, gdy opłata jest ustalana i pobierana w okresie rozliczeniowym.

5. Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa się z kilku niezależnych miejsc jej dostarczania, opłatę za przekro-

czenie mocy umownej oblicza się oddzielnie dla każdego miejsca, w którym nastąpiło przekroczenie tej mocy. Niezależ-

nymi miejscami dostarczania energii elektrycznej nie są miejsca, za którymi występuje naturalne sumowanie pobranej

mocy lub w których, zgodnie z umową o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo z umową

kompleksową, moc pobrana jest kontrolowana za pomocą sumatora.

6. W przypadku gdy moc umowna jest wyznaczana z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfi-

kę układu zasilania, sposób wyznaczania mocy pobranej określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.

7. Opłaty za przekroczenia mocy umownej w okresie rozliczeniowym nie pobiera się w rozliczeniach między:

1) operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycz-

nego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego opera-

tora, w odniesieniu do tych miejsc dostarczania;

2) operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe

miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora.

8. Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa się z kilku niezależnych miejsc jej dostarczania, a wskutek awarii

w sieci przedsiębiorstwa lub wyłączenia lub załączania urządzeń elektroenergetycznych na potrzeby tego przedsiębiorstwa

wzrasta suma mocy podlegającej opłacie, opłatę za przekroczenie mocy oblicza się jedynie od wartości przekraczającej

łączną moc umowną, z wyjątkiem sytuacji, w której awaria w sieci lub wyłączenie urządzeń nastąpiły w wyniku przeciążeń

lub zakłóceń spowodowanych pracą urządzeń odbiorcy.

§ 47. 1. W przypadku gdy jest zamawiana różna wielkość mocy umownej na poszczególne miesiące roku albo gdy

moc umowna jest zmieniana w trakcie obowiązywania taryfy, szczegółowy sposób dokonywania rozliczeń określa umowa.

2. Jeżeli odbiorca, za zgodą przedsiębiorstwa energetycznego, do którego sieci są przyłączone jego urządzenia, insta-

lacje lub sieci, dokonuje zmniejszenia mocy umownej, w rozliczeniach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej składnik stały stawki sieciowej zwiększa się o 10% dla całego okresu objętego korektą.

3. Przepisów ust. 1 i 2 nie stosuje się do sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej oraz połączeń sieci operato-

rów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, dla których moc umowna jest wyznaczana zgodnie z § 16 ust. 7–10.

Rozdział 5

Przepisy przejściowe i końcowe

§ 48. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych obowiązujące w dniu wejścia w życie niniejszego rozporządzenia lub

zatwierdzone przed tym dniem obowiązują przez okres określony w decyzjach Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki za-

twierdzających te taryfy.

§ 49. Do spraw wszczętych, a niezakończonych przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, stosuje się

przepisy niniejszego rozporządzenia.

§ 50. Do udzielenia bonifikat za niedotrzymanie, w okresie od dnia 1 stycznia 2019 r. do dnia wejścia w życie niniej-

szego rozporządzenia, standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej

stosuje się przepisy niniejszego rozporządzenia.

§ 51. Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.4)

Minister Energii: K. Tchórzewski

4) Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Energii z dnia 29 grudnia 2017 r. w sprawie szczegółowych

zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. poz. 2500), które traci moc z dniem wej-

ścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 82 ustawy z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alterna-

tywnych (Dz. U. poz. 317, 1356 i 2348).

akty prawne do isap-u · w układy pomiarowo-rozliczeniowe, celem zasilania w szczególności...

Documents